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Expansión de los Sistemas de
Transmisión, su Rol en la
Competencia del Mercado e Impacto
de las Energías Renovables en su
Desarrollo
Rodrigo Moreno
Seminario “Retos y Desafíos para el Desarrollo Energético de Chile”,
Santiago de Chile, Septiembre 2011. 1
Contenidos
Contexto
Problemas del marco actual
Algunas soluciones y discusión
Conclusiones
Contenidos 2
Gran penetración de nuevos agentes,
especialmente renovables, ej. 20-20-20 en GB
Contexto 3 (ENSG, 09)
Introduction
Desafíos de las energías renovables, ej.
viento (1/2)
Contexto 4
Introduction
Desafíos de las energías renovables, ej.
viento (2/2)
Contexto 5
Introduction
Desafíos del contexto (1/2)
Contexto 6
Introduction
Desafíos del contexto (2/2)
Contexto 7
Introduction
Renovables = inversión en redes
(la más grande desde la 2da guerra)
Scotland: 8-12GW Offshore 25GW
Contexto 8
Contexto 9
Gran inversión en redes para permitir
un ambiente competitivo en el nuevo
contexto – GB y Europa
• RAV of NG: 7 £bn
• RAV of STP: 1 £bn
• RAV of SHET: 0.4 £bn
• RAV of rounds 1+2: 3+ £bn
• RAV of Enduring Regime: 15 £bn (Pollit,11)
~180 €bn en inversión en redes de transmisión
para la (casi) total descarbonización de la matriz
en Europa (European Climate Foundation, 10)
Contexto 10
Gran inversión en redes para permitir
un ambiente competitivo en el nuevo
contexto – EU 2050 80%R
(Strbac, 10)
• Reactivo a las acciones de los usuarios (oferta y demanda) sin un
marco eficiente de coordinación entre ellos,
• Dependiente de niveles de redundancia para proporcionar
seguridad,
• Carente de nuevas tecnologías (tanto de redes como de
comunicación),
• Limitado en el uso de herramientas de simulación online que
permiten una operación más eficiente (que afecta en los niveles de
inversión),
Problemas del marco actual 11
Características del paradigma actual de
transmisión (1/3)
• Sin participación significativa de la demanda,
• Escaza exploración de soluciones fuera del ámbito de las redes
para solucionar problemas de redes,
• Toma de decisiones basada en un marco muy determinístico para
lo que son las verdaderas posibles realizaciones del sistema (tanto
en planificación como en operación),
• Marco reglamentario y tarifario centrado en los activos y que
no reconoce el verdadero servicio de transporte de las redes de
transmisión y por lo tanto no permite innovación,
Problemas del marco actual 12
Características del paradigma actual de
transmisión (2/3)
• Acceso, competencia y futuros desarrollos tanto de generación
como de redes influenciadas por el operador de la red que no
es 100% independiente,
• Marco de acceso basado en obligaciones y no en incentivos.
Todo esto compromete el desarrollo eficiente de la red y
limita el acceso de nuevos actores y los niveles de
competencia.
Problemas del marco actual 13
Características del paradigma actual de
transmisión (3/3)
• En GB, se cambió la filosofía “invest then connect” por una
“connect and manage”.
• Esto ha permitido promover una conexión más expedita
aunque el riesgo de no ser despachado persiste.
• En Chile la filosofía “connect and manage” existe para el
sistema troncal y la subtransmisión, no obstante hay
problemas no resueltos en los sistemas adicionales.
Problemas del marco actual 14
Necesidad por tener 100% acceso abierto sin
importar de inversiones necesarias en Tx
Expansión del Troncal2012 2013 . . . . . . . . 2018
JAS OND
EFM AMJ JAS OND EFM
AMJ
JAS
OND EFM
AMJ
JAS
OND EFM
AMJ
JAS
OND
Revisión CDEC Oct
Plan de Expansión CNE Dic
Discrepancias Panel de Expertos Dic
Resolución Panel de Expertos Feb
Decreto Ministerio Energía Abr
Licitación y adjudicación obras
Líneas de Transmisión
Obras en Subestaciones (mayores)
Obras en Subestaciones (menores)
60 meses
30 meses
18 meses
Central a Carbón: 36 meses
Central Eólica: 18 meses
Central Mini Hidro: 24 meses 2014
2015
Algunas soluciones 15
Necesidad por anticiparse: sin expansiones
hay riesgo de balance
Chile:
GB: Línea Beauly-Denny tomó 6 años en ser aprobada.
Ahora está en estudio de mitigación ambiental considerando
23 posibles diseños.
(Araneda, 10)
• Invertir antes de la necesidad o sin el requerimiento de los
usuarios:
• quién realiza la especulación?
• quién toma el riesgo?
• cuánto invertir?
• qué premio es adecuado para el nivel de riesgo?
• qué se entiende por una inversión exitosa?
Algunas soluciones 16
Necesidad por anticiparse - preguntas
abiertas
(National Grid)
• En GB (en estudio): transmisión especule y tome el riesgo,
recibiendo tasas más altas si es que su especulación fue correcta, y
asumiendo el riesgo de no recuperar el capital sino.
• También se espera que con esta iniciativa el transmisor trabaje más
cerca de los nuevos inversionistas en generación (coordinando grupos,
negociando fechas de entradas y volúmenes).
• “Opciones reales” esta surgiendo como una metodología de análisis
ante incertidumbre: (Hobbs, 10)
el valor de esperar vs decidir ahora
Algunas soluciones 17
Necesidad por anticiparse - avances
En Tasmania, por ejemplo, Dynamic Line Rating se usa desde el año 2006
en 18 circuitos claves.
Inversión en redes por renovables tendrán mayor uso en días con más
disponibilidad de viento Algunas soluciones 18
Acceso, utilización e inversión tiene
que ser “Smart” (1/3)
(Gleadow, 09)
N1
31
2
4
N2
N3N4
C1,2
C3,4,5C6,7C8,9
Uso de “nuevas” tecnologías como FACTS y Phase Shifters para
controlar los flujos sobre las líneas:
Algunas soluciones 19
Acceso, utilización e inversión tiene
que ser “Smart” (2/3)
N1
31
2
4
N2
N3N4
C1,2
C3,4,5C6,7C8,9
N1
31
2
4
N2
N3N4
C1,2
C3,4,5C6,7C8,9PS
or
C8,9 -> congestión
Verdadera evaluación probabilística de riesgo
• Riesgo cambia con el clima (ej. día asoleado y día de tormenta)
• Los patrones de riesgo se pueden alterar:
• Instalando esquemas de desconexión (SPS – EDAC/EDAG),
• Recalculando limites de estabilidad según información online,
• Acomodando servicios auxiliares de control de frecuencia en diferentes aéreas
Algunas soluciones 20
maximum transfer
= 100 MW
4 x 50 MW
pre-fault or intact system in t=T
post-fault in t=T+
-
Filosofía
determinística:
Se necesita
redundancia para evitar
que la caída de una
línea se propague
incontroladamente por
el sistema.
Acceso, utilización e inversión tiene
que ser “Smart” (3/3)
Desconexión de refrigeradores
La cerveza se está calentando !
Refrigeradores aportando a la regulación de frecuencia (Costo Falla = 0?)
• Demanda puede aportar a integrar renovables, amortiguando las variaciones de
generación intermitente y apoyando a la expansión de la transmisión.
Algunas soluciones 21
Apoyo de la demanda – refrigeradores con relé
de frecuencia
(Strbac, 10)
N1
31
2
4
N2
N3N4
C1,2
C3,4,5C6,7C8,9
Algunas soluciones 22
Múltiples alternativas para agregar
capacidad a la red (sólo 4 ejemplos)
N1
31
2
4
N2
N3N4
C1,2
C3,4,5C6,7C8,9
N1
31
2
4
N2
N3N4
C1,2
C3,4,5C6,7C8,9
N1
31
2
4
N2
N3N4
C1,2
C3,4,5C6,7C8,9
N1
31
2
4
N2
N3N4
C1,2
C3,4,5C6,7C8,9
nuevo circuito
PS
instalación de PSs instalación de EDACs
distinta distribución de reservas
(más en áreas importadoras de
energía)
• Inversión y operación en manos del transmisor
(TSO) / Warning: inversiones de nueva capacidad !!
• Operación en manos de generadores existentes /
Warning: competencia y barrera al acceso !!
• Necesidad de tener un marco regulatorio
consistente con las decisiones eficientes (costos,
competencia, confiabilidad, etc.)
Conclusiones 23
Quién toma la decisión de inversión y/o
determina las capacidades de la red?
Remuneración
según outputs:
capacidad de
transporte(?)
conexión de
nuevos
usuarios(?)
más
renovables(?)
Algunas soluciones 24
Régimen tarifario: RPI-X -> RIIO
• Para integrar generación renovable a gran escala se necesitará de
importantes inversiones en redes, especialmente si es que los recursos
naturales están muy lejos de los centros de consumo (e.j. red offshore);
• Dicha inversión tiene que ir acompañada de otras medidas para
entregar capacidad de transmisión (nuevas tecnologías y servicios) y así
aumentar los niveles de competencia y acceso a la red de manera más
eficiente. Esto requerirá de una revisión mayor de los marcos técnicos,
comerciales y regulatorios;
• El marco tarifario debe reconocer los servicios que presta la
transmisión (capacidad de conexión, de transporte, etc.) y no sólo
remunerar según activos invertidos;
Conclusiones 25
Conclusiones (1/2)
• Las inversiones en transmisión tendrán que tomar un rol más
proactivo y con una visión de largo plazo. Criterios de toma de
decisión ante incertidumbre y asignación del riesgo serán fundamentales;
• Estrategias de inversión/planificación se puede apoyar en la flexibilidad
de las nuevas tecnologías para enfrentar el alto nivel de incertidumbre
asociada a la futura matriz energética;
• Nuevas tecnologías que requieren intenso uso de infraestructura de
monitoreo, comunicación y control necesitarán que las actuales
prácticas (basadas principalmente en reglas determinísticas) de
seguridad, operación, planificación, etc. cambien radicalmente;
Conclusiones 26
Conclusiones (2/2)
• Moreno R, Strbac G, Porrua F, Mocarquer S, Bezerra B. 2010. “Making Room for the Boom”.
IEEE Power and Energy Sep/Oct.
• Strbac G, Ramsay C, Moreno R. 2009. “This Sustainable Isle”. IEEE Power and Energy Sep/Oct.
• Moreno R, Pudjianto D, Strbac G. 2012. “Integrated Reliability and Cost-Benefit Based Standards
for Transmission Network Operation”. Journal of Risk and Reliability.
• Strbac G,Moreno R, Pudjianto D, Castro M. 2011.“Towards a Risk-Based Network Operation
and Design Standards”. IEEE PES General Meeting 2011.
• Moreno R, Pudjianto D, Strbac G. 2010. “Future Transmission Network Operation and Design
Standards to Support a Low Carbon Electricity System”. IEEE PES General Meeting 2010.
• Moreno R, Rudnick H. 2009. “Risk Allocation for Efficient and Timely Transmission Investment
under Markets with High Demand Growth”. IEEE Powertech 2009.
• Moreno R, Vasilakos C, Pudjianto D, Strbac G. 2009. “A Cost – Benefit Approach for
Transmission Investment with a Non-Linear Transmission Cost Function”. Powertech 2009.
• Araneda JC, Mocarquer S, Moreno R, Rudnick H. 2010.“Challenges on Integrating Renewables
into the Chilean Grid”. Powercon 2010.
Conclusiones 27
Lectura complementaria
Rodrigo Moreno
agradecimientos a: Goran Strbac, Danny
Pudjianto, Enrique Ortega, Juan Carlos
Araneda, Ricardo Mohr, Hugh Rudnick.
28
Muchas gracias – Consultas?
Expansión de los Sistemas de
Transmisión, su Rol en la
Competencia del Mercado e Impacto
de las Energías Renovables en su
Desarrollo
Seminario “Retos y Desafíos para el Desarrollo Energético de Chile”,
Santiago de Chile, Septiembre 2011.